东营凹陷现今大规模超压系统整体分布特征及主控因素

东营凹陷为超压富烃凹陷, 钻井揭示该凹陷现今大规模超压系统出现在始新统沙三-四段烃源岩层系.根据大量的钻杆测试(DST)数据, 实测沙三-四段砂岩异常高压的深度范围约在2 200~4 400 m, 剩余压力约为4~40 MPa, 压力系数为1.2~1.99.根据钻井和测井以及地震速度资料解释, 超压带钻井泥浆密度明显增加, 超压泥岩层具有偏离正常趋势的异常高声波时差测井响应和异常低地震层速度响应特征.综合解释超压系统顶界面埋深在2 200~2 900 m, 对应地温在90~120 ℃; 超压顶界面深度随着烃源岩层系顶界埋深的增加而增加.超压系统范围内烃源岩层系样品镜质体反射率(R_o)分布在0.5%~1.2%, 沙三中、下亚段-沙四上亚段成熟烃源岩(R_o为0.5%~1.2%)及其生油作用控制了超压分布的主体区域, 佐证了东营凹陷现今大规模超压发育区与烃源岩生油增压有成因联系; 成熟烃源岩的累积厚度、埋深及热成熟度是超压系统整体分布特征和超压发育幅度的主控因素; 断裂系统和输导性砂体对东营凹陷沙三-四段烃源岩层系中发育的大规模超压系统的分布特征和结构变化具有重要影响.      

东濮凹陷深部次生孔隙成因与储层演化研究

东濮凹陷油气储层埋藏深、总厚度大、次生孔隙发育。据物性剖面和成因研究,由浅至深(1800->5000m)次生储层可划分三带:(1)SA带──表现为有机酸(尤双羧酸)及碳酸对碳酸盐胶结物及骨架长石颗粒的溶蚀;(2)SB带──碳酸对碳酸盐胶结物的溶蚀和异常高压保护;(3)SC带──异常高压保护及无机酸对胶结物的溶蚀。研究表明,高压流体及无机酸(H₂CO₃和H₂S)对东濮凹陷深部储层的形成具有重要意义。     

东营凹陷下第三系深部碎屑岩储层次生孔隙垂向分布及成因分析

东营凹陷下第三系埋深大于 30 0 0 m的深部碎屑岩储层普遍发育 2～ 4个次生孔隙带 ,Φ=10 %～ 30 % ,K=0 .1× 10 - 3μm2～ 30× 10 - 3μm2 ,为中孔低渗低孔低渗油气储层。综合有机质热演化过程、成岩作用和构造断裂等分析 ,认为东营凹陷埋深大于 30 0 0m碎屑岩地层中 ,第一、二个次生孔隙带埋深在 30 0 0 m～ 390 0 m之间 ,其形成主要与有机质成熟过程释放有机酸对长石等颗粒的溶解有密切关系 ,在深大断裂附近储层同时受到大气淡水的影响 ,而深陷带包裹于暗色泥岩中的浊积砂岩的次生孔隙发育情况还与泥质岩异常压力带有关 ;第三个次生孔隙带埋深一般为 390 0 m～ 430 0 m,主要成因于粘土矿物转化造成的还原环境 ,同时受到硫酸盐热化学氧化还原反应的影响。这三个次生孔隙发育带对储集油气有效。第四个孔隙发育带埋深在 470 0 m以下 ,主要是构造成因的微裂缝 ,较难成为有效的油气储层。     

歧北凹陷储层碳酸盐胶结物同位素特征与次生孔隙成因

歧口凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷中部 ,其中的油气田经过几十年的勘探开发后 ,剩余资源量主要分布在埋深 >3 5 0 0m的深层。而深部储层的储集空间主要为次生孔隙。所以 ,深层油气勘探的关键问题之一就是在高温、高压条件下寻找储层的次生孔隙发育带。本文试图应用同位素地球化学的方法 ,分析储层次生孔隙的成因 ,为该地区以及渤海湾其他凹陷储层次生孔隙发育带的预测奠定理论基础。1　储层次生孔隙发育带的特征歧北凹陷新生界从下到上依次发育古近系沙河街组(Es)、东营组 (Ed)、新近系馆陶组 (Ng)、明化镇组 (Nm)和第四系 (Q)。在 2 3 0 0…     

准噶尔盆地腹部侏罗系超压特征和测井响应以及成因

准噶尔盆地腹部地区深层钻井揭示侏罗系发育异常高压系统.根据26口井的67个钻杆测试(DST) 和电缆测试(MDT) 数据, 实测砂岩异常高压揭示深度约在4470~6160m, 剩余压力约为11~57MPa, 压力系数为1.24~2.07, 砂岩段超压实测值主要分布在侏罗系, 少数出现在白垩系底部与侏罗系邻近地层, 1个超压实测值位于下三叠统, 实测超压砂岩样品的孔隙度和渗透率范围分别为3.20%~16.00%和0.02×10-3~14.40×10-3μm2;根据钻井、测井和测试资料的综合解释, 埋深在4430~6650m的深部侏罗系流体超压带, 钻井泥浆密度明显增加, 泥页岩和砂岩共同具有相对于正常趋势的异常高声波时差和低视电阻率测井响应特征; 超压系统顶界埋深可能不浅于4400m (地温约104℃), 有些钻井超压顶界可深达约6000m (地温约140℃), 且超压带顶界深度随侏罗系埋深的增加而增大; 钻井揭示的侏罗系超压带烃源岩镜质体反射率(R_o, %) 约为0.7%~1.3%, 超压带分布深度受控于侏罗系成熟烃源岩层的埋深且两者深度分布的变化具有相关性; 研究认为腹部地区已被充分压实的侏罗系异常高压成因主要与其含煤岩系干酪根热演化及油气共生有关, 即生烃增压; 物理模拟实验表明, 由于高孔隙流体压力可导致岩石骨架颗粒间有效应力的减小, 从而直接引起通过岩石的声波速度降低, 即出现高声波时差响应; 在超压地层温度条件下, 高压液态水的电离常数可能明显增加, 从而减小地层电阻率, 进一步开展此种现象的相关探索性研究可望对超压带低电阻率异常的原因给出新的解释.      

浅埋连拱隧道中隔墙地基受力变形及注浆加固研究

为研究浅埋连拱隧道中隔墙地基受力变形特征及基底注浆加固方法,依托云南省某拟建高速公路连拱隧道,采用MIDAS/GTS软件进行数值模拟计算和分析。研究结果表明:(1)在围岩较好、埋深较小时中隔墙基底压力分布随施工过程由“马鞍形”分布逐渐变为“钟形”分布,最大基底压力出现在先行洞衬砌浇筑后右侧墙趾处,中隔墙地基总体上处于隆起变形状态;(2)在围岩较差或埋深较大时中隔墙基底压力分布呈“马鞍形”分布,最大基底压力出现在后行洞二衬浇筑后中间偏右处,中隔墙地基总体上处于沉降变形状态;(3)通过数值分析得到不同埋深、地质条件下的连拱隧道中隔墙地基需要满足的承载力,并结合现行规范及前人研究成果,提出了中隔墙岩石地基加固前后地基承载力计算方法。研究成果可为连拱隧道的设计和施工提供参考。     

东营凹陷陡坡带深层砂砾岩体次生孔隙成因机制探讨

从岩心、薄片、扫描电镜以及FMI成像测井等资料分析发现,东营凹陷陡坡带深层砂砾岩体储层次生孔隙发育,在埋深大于3 500 m古近系砂砾岩储层中,普遍存在2～4个次生孔隙发育带,次生孔隙度主要分布在2%～10%,次生渗透率主要分布在0.1×10~(-3)～8×10~(-3)μm~2,为低孔低渗储层。研究认为长石、岩屑、碳酸盐和硫酸盐等酸溶组分的溶蚀以及构造运动是深层次生孔隙形成的主导因素。其主要形成机理有:1)有机质热演化过程中产生的酸性流体的溶解作用;2)去石膏化和去白云化以及硫酸盐热化学作用;3)异常高压环境中的幕式排烃、膏岩层导致的生油窗扩展作用以及盐度差导致的H~+浓度的升高;4)构造作用、脱水收缩作用等。     

变质作用分类的历史回顾和新的试行分类雏议

根据变质作用分类研究的历史回顾和最新进展,本文介绍了一个试行的、较系统的变质作用分类方案,可分为局部性的变质作用和区域性的变质作用两个大类9个类型.局部性的变质作用包括以下5个类型:(1)接触变质作用,包括热变质作用、接触交代变质作用和高热变质作用3个亚类;(2)低-中-高温动力变质作用,包括低-中-高温韧性剪切带变质作用和温压递进逆冲断层变质作用2个亚类;(3)冲击变质作用;(4)水热变质作用;(5)燃烧变质作用.区域性的变质作用可分为以下4个类型:(6)早前寒武纪克拉通基底变质作用-低中压-中高温区域变质作用,可分为5个亚类,分别是低-中压角闪岩相变质作用、低-中压麻粒岩相变质作用、低-中压角闪岩相-麻粒岩相变质作用、低-中压绿片岩相-角闪岩相递增的变质作用和区域超高温麻粒岩相变质作用;(7)造山带变质作用,可分为3个亚类,分别是低温-低压区域动力变质作用、碰撞造山变质作用和深俯冲高压-超高压区域变质作用;(8)埋深变质作用;(9)洋底变质作用.     

黔西地区煤层埋深与地应力对其渗透性控制机制

基于黔西六盘水煤田和织纳煤田16口井36层次的试井资料, 采用地质统计分析等方法, 探讨了黔西地区煤储层渗透性的展布规律与地应力特征, 论证了煤层埋深与地应力对其渗透性的控制机制.研究表明, 研究区煤储层以特低渗-低渗透率储层(＜0.1×10-9m2)为主, 中渗透率储层(0.1×10-9~1.0×10-9m2)也占有相当大比例; 应力场类型在浅部表现为大地动力场型, 一定深度可能转化为准静水压力状态.煤储层渗透率及其埋深的负幂指数关系较为离散, 但在不同深度渗透率转折点与地应力场类型转变一致; 单井煤储层试井渗透率差异较大, 随地应力增大和埋深增加而降低, 平面展布受地应力强度控制由SW-NE具"低-高-低"发育规律.埋深对渗透率的控制实质是地应力的控制, 区域构造位置及其所处高应力场作用下的煤体形变与破碎致使孔裂隙压缩或闭合是该区渗透性差异的主要控制机制.      

构造挤压对库车坳陷异常地层压力的影响

库车坳陷异常高压呈东西向带状分布,中部克拉苏-东秋-迪那构造带的地层压力系数在2．0以上,往南北两侧递减。异常高压的分布和古近系的膏盐岩分布密切相关,巨厚的膏盐层盖层是形成异常高压的重要条件。喜马拉雅晚期强烈的构造挤压作用是库车坳陷异常高压形成的主要因素,地层压力和过剩地层压力与最大构造主应力之间具有较好的相关性,构造抬升对该区异常高压形成的影响较小。异常高压对油气藏的形成和保存有十分重要的作用,它是库车坳陷形成大型油气藏的必要条件。     

渤海湾盆地车镇凹陷地层超压特征与油气赋存关系

渤海湾盆地车镇凹陷超压发育广泛,基于钻井实测(DST)资料和测井资料,对车镇凹陷地层超压特征及超压与油气的赋存关系进行了分析。研究结果表明,始新统沙河街组三段和四段地层发育异常高压,异常压力主要出现在埋深2 100m以下地层中,最大压力系数达到1.78。车镇凹陷泥岩声波时差对地层超压有较好的响应关系,在超压层段,声波时差明显偏离正常压实趋势,具有较高的声波时差值,通过典型单井泥岩声波时差确定了正常声波时差趋势线,并建立了地层压力预测模型,综合主要超压区域单井预测压力,分析了超压顶界面主要在2 100~3 200m之间,发育单超压系统。剖面上压力体分布特征表明,压力体形成以洼陷深部位为中心向周围逐渐递减的压力结构。超压对油气运移和赋存起着控制作用,套尔河洼陷油藏主要分布在压力系数为1.6的压力体外围;车西洼陷油藏主要分布在压力系数为1.4的压力体外围。     

柴达木盆地英雄岭构造带油气藏地质特征

为总结柴英雄岭构造带油气藏地质特征和主控因素,以该区深层和浅层油气藏为研究对象,对油气藏的构造、储层、油气源和成藏演化模式等方面进行了对比研究。结果表明:(1)英雄岭构造带构造样式自西向东变化显著,英西—英中纵向上表现为“双层结构”,而英东构造样式相对简单;(2)英西—英中碳酸盐岩储层主要储集空间为白云岩晶间孔,局部发育溶蚀孔和裂缝集中区,英东碎屑岩储层,主要发育粒间孔、少量粒间溶孔和裂缝;(3)油源对比表明,下干柴沟组上段为区内主力烃源岩;(4)天然气组分及同位素指标表明英西和英中的CH₄主要来源于原油伴生气,而英东为凝析油伴生气;(5)由于岩盐层封盖作用,英西—英中深层形成自生自储的异常高压油气藏,而英东虽缺乏盐岩盖层,由深至浅地表现为幕式充注成藏。     

中国海相碳酸盐岩层系油气勘探特殊性问题

中国至少有3 0 0×1 08t的海相碳酸盐岩油气资源量,是十分重要的勘探领域。在近5 0年的勘探历程中虽有塔河、普光等碳酸盐岩大油气田的发现,但探明储量仍然很低,这与勘探投入低有关,但更主要的原因在于中国海相碳酸盐岩油气地质的特殊性。经研究其特性可概括为7个方面:(1)碳酸盐岩层系形成于多旋回的叠合盆地;(2)碳酸盐岩层系时代老,埋藏深;(3)烃源岩具有多元、多期生烃;(4)储集层类型多、非均质性强;(5)圈闭类型多样,以隐蔽圈闭和复合圈闭为主;(6)油气藏改造、破坏严重,保存条件复杂;(7)油气藏分布复杂,预测难。要尽快实现碳酸盐岩油气探明储量的快速增长,缓解国内油气资源供需矛盾,必须加强碳酸盐岩油气富集与分布规律的理论研究和勘探技术攻关。文中将中国海相碳酸盐岩油气富集理论的研究凝练为三个方面的科学问题:(1)海相碳酸盐岩层系发育环境、构造演化及其对有效烃源岩的控制作用;(2)海相碳酸盐岩介质油气运聚机理;(3)海相碳酸盐岩层系油气多期成藏与保存机理;同时指出要加大碳酸盐岩地区的地震、钻井和测井等系列技术的攻关力度,以提高勘探的成功率。     

珠江口盆地珠一坳陷古近系砂岩储层渗透率和埋深下限研究

珠江口盆地珠一坳陷古近系砂岩埋深大,储层非均质性强,有效储层及其下限受构造位置、粒度、填隙物、埋深及地温等多种因素的影响。利用岩石薄片观察、扫描电镜分析,综合物性、地温、DST等资料,在古近系砂岩储层特征分析的基础上,通过与产能相关的平面径向流计算法得出有效储层的渗透率下限;并基于孔隙型碎屑岩储层物性随埋深的演化关系,系统研究不同粒度砂岩储层渗透率随埋深变化的规律,预测有效储层埋深下限特征。结果表明：(1)恩平组、文昌组岩石类型以长石石英砂岩、岩屑石英砂岩为主,储集空间以原生孔为主。(2)不同地区经济产能(40 m³/d)有效储层渗透率下限值不同：陆丰、西江地区约为5×10^-3μm²,惠州地区为10×10^-3μm²。(3)对于较纯净(泥质、胶结物含量均小于5%)的砂岩,粒度越粗,埋深下限越大。如LF2构造粗砂岩的中产渗透率下限(10×10^-3μm²)对应的埋深比细砂岩深约500 m。(4)地温梯度越低,有效储层埋深下限越大。如地温梯度...     

一些复杂条件下视电阻率和视极化率异常数值解的规律

用点源二维介质有限元正演数值模拟法,以直立有限延深板状体为对象,研究了中梯、二极、三极、偶极装置在较复杂地电条件下视电阻率和视极化率异常数值解的规律:(1)板体导电性对异常的影响;(2)地形起伏对异常的影响;(3)覆盖层导电性对异常的影响。     

库车坳陷克拉2气田异常流体压力演化史

根据克拉2气田现今实测地层压力分析了异常高压发育的特征,并通过流体包裹体测试求取包裹体形成时期的古压力。计算结果表明:下白垩统和古近系库姆格列木群砂岩储层在距今8～6Ma(康村组沉积期末)时,古压力系数大致为1.09～1.18,发育过剩压力为4.6～9.6MPa的异常高压。在此基础上,以古、今压力数据为约束条件,利用数值模拟技术定量恢复出下白垩统与侏罗系异常流体压力的演化历史。研究发现:下白垩统储层流体压力经历了沉积型异常流体压力形成发展(白垩纪-库车组沉积期末)和沉积型异常流体压力萎缩—构造挤压型异常流体压力孕育(库车组沉积期末至今)两个阶段。康村组沉积早期沉积型超压开始出现,库车组沉积期末达到顶峰,过剩压力达40～50MPa;此后,在沉积型超压萎缩—构造挤压型超压孕育过程的耦合下,过剩压力曾降至25～30MPa,更新世起超压略有升高。侏罗系流体压力演化较为简单,吉迪克组沉积期开始出现超压,至库车组沉积期末达到高峰,此后异常高压逐渐萎缩。在克拉2气田的主要成藏时期(距今3～1Ma),烃源岩较储层具有更高的异常压力,源—储压力差为10～30MPa。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长7段泥岩古孔隙度恢复方法研究

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段泥岩作为中生界油藏的重要烃源岩,其成藏期古压力是油气运移的主要动力,而泥岩古孔隙度的变化代表了古压力演化的特征,因此基于成藏期到最大埋深期烃类流体排出,地层超压释放的机理,提出了由孔隙度增量-最大埋深的关系逆推成藏期泥岩古孔隙度的新方法。通过分析最大埋深时期泥岩压实剖面的特征,利用长7段烃源岩欠压实孔隙度增量(△Φ)与最大埋深之间存在的指数关系,逆推出成藏期泥岩古孔隙度增量,并结合成藏期正常压实趋势下孔隙度值,恢复长7段泥岩成藏期总孔隙度。结果表明,姬塬地区长7段泥岩成藏期古孔隙度偏高,普遍在23%～35%之间,说明成藏期泥岩欠压实作用强烈,异常高压是源岩排烃的主要动力。     

比德-三塘盆地煤储层等效储层压力分布规律研究

煤储层压力是影响煤层气产能的重要因素之一。基于比德—三塘盆地200多个水文地质钻孔的数据统计,根据水头高度计算了煤层的等效储层压力及压力系数,分析了等效储层压力在横向和纵向上的分布规律。研究表明:等效储层压力在整个盆地以欠压—正常压力状态为主,局部地区出现了异常高压状态。横向上,等效压力系数变化范围为0.3~1.5,等效储层压力状态以欠压—正常压力为主,局部地区如阿弓向斜、珠藏向斜和水公河向斜局部出现了异常高压状态,在白泥菁向斜附近地层为欠压状态。纵向上,在埋深280 m以浅,等效压力系数为0.1~1.5,以欠压—正常压力储层为主;在埋深280~600 m,储层压力系数几乎集中在0.9~1.1,为正常压力储层。     

准噶尔盆地致密粗粒储层发育特征及影响因素：以玛湖地区二叠系致密砾岩储层为例

为明确准噶尔盆地玛湖地区二叠系粗粒储层发育规律及增产潜力,利用钻井取心、录井、薄片、扫描电镜及分析化验等各种资料和数据对其储层系统研究,明确了储层主要为扇三角洲分流河道砾岩,为典型低—特低孔、渗致密储层;中砾岩为主,砾石成分主要为凝灰岩,结构成熟度中等,成分成熟度较低;胶结物以石英、方解石和浊沸石为主,长石和暗色矿物粒内溶孔及沸石类和碳酸盐胶结物粒间溶孔等两类溶蚀孔发育,各级、各类裂缝发育,有效改善储层质量,构成了致密粗粒储层的双重介质;埋深2 800～3 600 m、4 000～4 400 m和4 700～5 300 m发育3个次生孔隙富集带,且埋深3 100 m以下地层普遍发育异常高压。优势岩类、溶蚀作用、裂缝发育和异常高压共同控制了相对优质“甜点”储层的形成和分布。     

淮南煤田刘庄煤矿深部煤层气地质特征

为了查明刘庄煤矿深部煤层气赋存及开发地质条件,在井田内实施了两口煤层气探井,并开展了系统的分析测试工作。结果表明:刘庄深部勘查区主要煤层孔隙度一般为4.14%~4.77%,比表面积集中在2.184~5.228m 2/g,13-1煤层、11-2煤层和8煤层试井渗透率分别为0.12mD、0.09mD和0.08mD,孔裂隙系统发育一般,属于渗透性差的储集层;储层压力梯度大于静水压力梯度,属高异常压力范畴;主要煤层兰氏压力平均为2.61MPa,兰氏体积平均为6.74m 3/t,吸附能力较低;LT-1井气测录井过程中共出现14层气测异常,异常层段全烃含量均较低,最大为3.701%(16-1煤);主要煤层的含气量分布在0.21~1.47m 3/t,平均0.65m 3/t,主要煤层含气饱和度均很低,最大值仅为18.0%。综合分析认为,刘庄煤矿深部主要煤层埋深大,孔裂隙系统发育差,渗透率低,而且具有低含气量和低饱和度的特征,煤层气勘探风险较高。